发电机铜导线受内冷水腐蚀的机理及防护陈社生（云浮发电厂，广东云浮527328）能力，关键是提高水的pH值，并结合现场实践经验。反复试验结果和国内外有关方面积累的经验教训，经综合比较，提出了可行的防腐操作方法一加氮处理方法。

　　8：B收稿M4.i*03￡WaAcadcJo咖alElectronicPublishing只当由l3n增加到7时铜氧化物饱和溶液浓目前，我国有相当数量在线运行的发电机采用直接水冷方式进行冷却，有的采用单水内冷，有的采用双水内冷。对于它的腐蚀性，国内外都进行过大量的试验研究和现场测试工作，对影响铜导线腐蚀的许多重要因素有了较深入的了解并采取过一些相应的预防措施，即使如此，运行中的电机铜导线的腐蚀事故仍然时有报导。

　　本文将对铜导线腐蚀的机理和铜导线的防腐作一些探讨。

　　1铜导线的腐蚀机理发电机铜导线的材质一般为紫铜，在不加保护的情况下，其腐蚀速率一般为0.002~0.05gAm2h）氧是主要的腐蚀剂，水中二氧化碳的含量和pH值对腐蚀程度影响较大。在P（2）=0.1~2mg/L，P（C2）=1条件下，溶解的氧与铜相互作用，形成氧化膜：这些氧化铜会均匀地覆盖在铜表面上，它的保护性能较差，不能防止基体腐蚀过程的进一步发生。腐蚀过程中，腐蚀形成的一价铜离子被溶解氧氧化为二价铜离子，在没有专门的保护措施时，腐蚀强度便取决于氧的浓度和Cu2+的含量。

　　但是，当发电机冷却系统运行时，铜导线的腐蚀与氧化铜的形成过程有关，氧化铜的形成速度取决于铜离子的含量、溶液的pH值和温度。

　　要使溶液中的氧化铜沉淀，必须使Cu2+浓度高于CuO的溶解度；反之，氧化物溶解。氧化铜溶解曲线如所示。

　　时，氧化铜的溶解得到缓冲；进一步提高pH会引起溶解度急剧增大，结果在溶液中形成阴离子HCuOl在实践中，甚至于当Cu2+的浓度可能最小时，也大大超过CuO的溶解度，即所有的实际溶液都是热不稳定的。为什么会产生这种现象呢，应该说是Cu2+在内冷水中以胶体状态存在的缘故。

　　实际上，氧化铜的溶解度受温度的影响特别大。在pH<7时，溶解度随温度的升高而急剧下降；当pH>9时，氧化铜在水中的平衡浓度呈现出很强的相反特性溶解度随温度的增加而增加；当7<.8<9时，溶解度最小。

　　2铜导线腐蚀的影响因素水中氧饱和时，氧的质量浓度为6 ~13mg/L；当水与空气直接接触时，水中氧的质量浓度为水中存在溶解气体、金属和盐类氧化物，以及其它有机物，这些众多的杂质使水具有导电性，也对铜产生了腐蚀性作用，这就直接反映出了电导率越高，腐蚀性越强的关系。但是，在一定范围内，电导率的升高引起腐蚀加快的速度不及电导率太低引起腐蚀加快的速度。」之―氧化碳破坏了初始氧化层的保护作iSh加体体在水中的溶解加快，蚀力一般地说，温度升高，腐蚀速度也会增加。对于密闭式隔离系统的发电机，温度升高，氧化作用于敞开系统的发电机，一方面温度升高产生上述现象，使腐蚀加快；另一方面温度升高会使水中气体溶解度降低，减缓腐蚀。在敞开系统的发电机中，温度由30*C升到60 *C时，腐蚀逐渐加大；温度继续上升，腐蚀逐渐减小，形成一种所谓的“中间大，两头小”状态。

　　23.3流速冷却水的流动产生两方面的影响：水的流速越高，机械磨损越大。资料表明：当电解铜空心线内冷却水的流速为0.2m/s时，月腐蚀量约为0.7mg/cm2；当水的流速达到1.65m/s时，月腐蚀量可达2mg/cm2；水的流速超过5m/s时，还会产生气蚀现象。

　　实际生产的电机其耐磨性比电解铜要好，当水流速度为3m/s时，需要350年时间，空心铜线内表面磨损深度才达到0.15mm，这说明空心铜导线有相当长的寿命。在进行电机设计时，水流速度计算值一般小于2m/s，与其它腐蚀相比，水流动引起的机械磨损并不重要。

　　水的流动会加速水中腐蚀性物质向金属表面迁移，并破坏钝化膜。大量的实验数据表明，铜的腐蚀速度会随流速的大而大。

　　在水中，铜的电极电位低于氧的电极电位。从化学热力学的观点看，铜是能被氧化腐蚀的。腐蚀反应能否不断地进行下去，取决于腐蚀产物的性质。如果它在铜表面的沉积速度很快，而且又很致密，就起到了保护作用，即形成了所谓的保护膜；反之，腐蚀沉积物不能形成保护膜，腐蚀就会不断地进行下去。

　　铜的氧化膜的形成和防腐性能，与溶液的pH值关系密切。提高介质的pH值，可降低氧化铜的溶解度，但过高的pH值会使CuO转变成CuO-2，使保护膜溶解。实际上，在水中铜的自然腐蚀电位~10，铜处于最稳定状态，腐蚀速度最小。

　　氨是一种常用的pH调节剂。但由于它可能与铜离子形成稳定的铜氨络合物，加速铜的腐蚀，所以有人认为：水中有溶解氧时，氨会大大加快铜的溶解，原因是形成了极易溶解的四氨化铜的复离子2.其实，这种认识是片面的。实际早己有过报导，国内也有同样的研究报告。早些年国内有过对凝结水铜管处理的报导：在氧的质量浓度为10~650咋/L时，用氨调节凝结水中pH值，当pH为6.0 ~65时，铜的损失率为0.2gAm2.天）当pH为8.0~8.5时，铜的损失率为0.002gAm2天）当氨的质量分数超过105时，铜的损失明显加。

　　以海军铜为例进行的试验研究证实，在pH=8. 0~9.5时，铜的抗腐蚀性能良好；p10时，其抗腐蚀性能明显下降；pH从10上升到11时，腐蚀加速，可从每年的2Wn加到2mm以上，加上千倍。

　　只有氨的质量分数较大（超过10-5）时，腐蚀才明显加。但是，在发电机这个特定环境和条件下，由于受电导率控制标准的限制，氨的含量不可能高到足以加速腐蚀发电机空心铜导线的地步。

　　3防腐方法对于发电机内冷水防腐的处理方法，国内外有过一些报导，如采用密闭式隔离水冷系统，采用开式水冷系统，采用连续补水、连续排放方式，加缓蚀剂处理等等。

　　3.1密闭式隔离水冷系统在系统内保持一定压力的惰性气体一氮气或氢气（氢气对有氢冷系统的机组而言），使氧和二氧化碳不能进入系统内，对防止氧腐蚀和二氧化碳酸性腐蚀起到一定作用。它的条件是系统必须严密，使用脱氧脱碳水，并引入离子交换系统，所以操作起来比较麻烦。

　　3.2开式水冷系统将汽轮机的凝结水引入到内冷水系统中，对发电机进行冷却后又回水到凝汽器中。这是因为凝结水的pH值比较高，对防腐有利。但是，人们担心内冷水含铜量的加会引起锅炉水质的铜含量加，影响锅炉的安全性。当给水、炉水含铜量加时，会使水冷壁管的腐蚀加速，反应如下：由于有可能存在腐蚀的危险，所以必须通过试验才能确定采用开式水冷系统是否可行。

　　3.3连续补水、连续排放方式上i氨对铜的腐蚀是有条件的。对于这1点611国外仙也补补充含氨）疑结水的方式。排放水量依据电导率和bookmark1国内一些电厂采用内冷水系统连续排放、连续含铜量来确定，方法是从内冷水水箱上部溢流，从而达到降低水中含铜量的目的。这种方法操作简单，但实际上没有起到防腐作用，并且用水量大，不好控制各种指标。

　　3.4添加缓蚀剂原苏联的一些发电厂，在密闭式水冷系统中加入一些联胺，质量分数为（0.5~1）X10 3，电导率可控制在很低范围内，防腐效果相当好。联胺的防腐作用不言而喻，但其要求系统密闭，且药品对人体有一定的毒害作用，故使用起来不太方便，因而不好推广应用。

　　在20世纪80年代末90年代初，国内许多发电厂采用了加MBT（2―硫基苯骈噻唑）的防腐处理方法。具体做法是：将MBT溶于NaOH溶液内制成母液，加入到内冷水箱，维持MBT的质量浓度在0.5~8mg/L电导率小于10阳/cm.很明显，这样会出现以下问题：因为MBT不溶于水，要靠加NaCH来溶解，必然会提高冷却水的电导率这是其一；其二，MBT有可能析出，并沉积在空心铜导线内壁，造成铜线散热不良，或者发生空心铜导线堵塞事故。

　　20世纪80年代末90年代初，湖南省各发电厂在发电机内冷水系统添加BTA+EA（苯骈三氮唑+乙醇胺）进行防腐处理，收到一定效果。其做法是：将BTA溶于EA水溶液，加到内冷水箱，维持BTA起始质量浓度为10 ~15mg/L电导率小于10咫/cm.同样，BTA不溶于水，要靠EA来溶解，施行起来也容易出现与加MBT药品同样的问题。

　　4云浮发电厂的防腐措施云浮发电厂现在运行的是国产125MW双水内冷发电机组，1991年投产。其化学除盐水在送主厂房前就已在除盐水泵出口加了氨，加氨量由化学人员调节控制；除盐水进主厂房后可直接进入内冷水箱；另外，经改进后汽机凝结水也可直接进入内冷水箱。特别强调电导率，而不重视pH和含铜量，这是很多发电厂的通病。开始时，该厂对内冷水也作过一些处理，但都是被动的，仅仅是为了保证内冷水的电导率合格而采取的措施，水的pH值则长期不合格，铜的质量浓度亦长期不合格，有时高达1.2mg/L.厂水汽监督导则》，对发电机内冷水的控制指标作了重大修改，其中电导率由原来的不大于5咫/L改为不大于10咫/L这就为提高pH值创造了条件。根据以上条件和前面的分析研宄，结合具体情况，云浮发电厂选择了在内冷水中加氨提高pH值的方式来实现对发电机空心铜导线的防腐处理。通过试验证实了前面2. 34的理论研宄是正确的。试验时，为确保发电机组绝对安全运行，试验人员采取了谨慎的态度，把电导率控制在2~6咫/cm之间，所以pH的上升上限还没有超过8.5.然而，得出的结论是可行的。

　　的相关性曲线图。从可看出，pH与铜的溶解程度关系密切：当pH<7时，水中Cu2+的质量浓4时，水中Cu2+的质量浓度低于200咋/L全部在合格范围内；当pH>7.8时，水中Cu2+的质量浓度全部都低于50咋/L而当pH〈64时，水中Cu2+的质量浓度达到900Pg/L以上。所以，对于发电机内冷水的处理，在保证电导率合格的情况下，应尽量提高水中的pH值，至少保证pH>7.4如果能保证pH>8. 0则更好。

　　5结论提高发电机冷却系统的防腐能力，关键在于提高水的pH值。采用加氨的方法来提高内冷水的pH值，从技术上、经济上都具有很大的优势：药品成本低，易于购买，使用安全；节省了除盐水的用量；的基础，是稳定燃烧的重要因素之一。

　　3.4改变乏气挡板开度在一定的消旋杆格数和一定的一次粉管风速下，随机选取两组燃烧器，改变乏气挡板开度，测量乏气喷口与主气喷口的一次风速，以考察乏气挡板开度与主、乏喷口速度的关系。根据测量结果，在热态调整时，更可靠地将火焰的行程、着火及其炉膛充满度调整至最佳状态。

　　3.5改变消旋杆格数在一定的乏气挡板开度和一定的一次粉管风速下，随机选取两组燃烧器，改变消旋杆格数，测量乏气喷口与主气喷口的一次风速，以考察消旋杆位置与主、乏喷口速度关系。热态时，根据燃煤质量调整消旋杆位置，使主喷口风速更合适、更有效地控制着火点。

　　3.6炉内配风调平炉内配风调平，包括一、二次风的调平。选择配风方式，在炉内进行风速测量，检查并调平燃烧器配风，保证对应组燃烧器对应挡板出口风速对称相等，这一环节是形成良好的*W*型燃烧方式的基础。

　　3.7烟花示踪根据模化原理，燃放烟花并拍照，直观炉内气流流动、混合与扩展状况。由于*W*型火焰锅炉燃烧系统的对称性，因而可根据试验情况随机选取几组燃烧器设计若干工况，检验炉内调平情况，判断炉膛火焰充满度，评估配风方式等。我们在进行韶关发电厂10号锅炉冷态试验时，设计了如下几个试验工况：选择一组燃烧器，选择不同的一次风风速放烟花，以考察一次风的贯穿度、一次风对炉膛充满度及形状的影响。

　　选择一组燃烧器，设计一次风不对称或对应的二次风不对称，分别观察配风不对称性对*W*形状的影响。

　　选择一组燃烧器，改变二次风的配风方式，观察配风方式对*W*形状的影响。

　　选择一个燃烧器，改变消旋杆位置，观察气流扩展状况及主气流贯穿度；改变乏气挡板位置，观察主气流及乏气流贯穿度变化情况。

　　半炉膛燃放烟花，检验炉内整体空气动力场状况是否良好。

　　4结论*W*型火焰锅炉的主要特点是其燃烧系统对称，因此冷态试验应围绕这个特点进行设计，这样既可以节约人力物力，又能较真实地反映炉内热态情形；*W*型火焰锅炉的冷态试验内容应包括静态检查，特别是燃烧器套筒同心度检查，并考察其偏心对一次风刚性的影响程度；*W*型火焰锅炉的冷态试验应进行炉内配风调平，这是保证*W*型燃烧方式的基础；按照以上所讨论的试验方法和内容进行冷态试验，基本上可以掌握炉内流动信息，能适应变煤种的热态调整。